Интерпретация

отношение интенсивности, получаемой в стандартных условиях,

к интенсивности, еще не подвергнутой исправлению: '1'\т = lиcпp/lper.

Например,

(38)

Иногда поправка '1'\d заменяется использованием формулы (36)

для вычисления радиоактивности qуп с предварительным опреде­

лением Fp, Frк, Fп по зависимостям вида F = f(r) [5, 13].

СХЕМА ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДИАГРАММ МЕТОДА

ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ

Конечной целью интерпретации данных ГМ является опреде­

ление радиоактивности qуп горных пород. Однако в большинстве

случаев определение радиоактивности мало интерес~о для изу­

чения осадочных горных пород в разрезах нефтяных и газовых

скважин. В связи с этим данные ГМ используются для определе­

ния свойств пород, которые связаны корреляционными зависи­

мостями с радиоактивностью. К таким свойствам относятся гли­

нистость в терригеиных разрезах, содержание верастворимого

остатка карбонатных пород и в некоторых случаях проницае­

мость коллекторов. Поэтому в действительности конечной целью интерпретации диаграмм ГМ является определение глинистости

Cr11(kr11 ), верастворимого остатка kи.о (иногда проницаемостИ kup).

Имеется два подхода к интерпретации диаграмм ГМ. Пе:;>­

вый - это метод относительной интенсивности, второй - относи­

тельной амплитуды.

Схема интерпретации диаграмм методом относительной ин­

тенсивности [5] достаточно сложна и в настоящее время не реа­ лизуется. Причинами являются малая надежность эталониров:t:и аппаратуры [16] и отсутствие многих необходимых параметров, не определяемых в практике ГИС, таких как Qyp, qrrк, qуп1, qуп2 -

радиоактивности соответственно бурового раствора, глинистой

корки, опорных пластов. .

Схема интерпретации диаграмм ГМ методом относительной амплитуды (рис. 57) включает следующие этапы.

1. Регистрируемая интенсивность приводится к условиям бес­ конечной толщины пласта с помощью поправки v. Для введения

поправки необходимо знать толщину h пласта, скорости регист­

рации диаграммы v и постоянную времени регистрирующей ап­ паратуры 't (формула (34) и номограммы на рис. 55).

2. Полученная в результате интенсивность /,., приводится к стандартным скважинным условиям Iст с помощью поправок '11·

Для этого требуется знание dc, отношения Qyп/Qyp = n ::::: lu/lra~n

('1'\d); hnc; Onc ИЛИ Qync/Qyp ('1'\nc) И Е = (dcdu)/dc ('1'\э) [1, 5].

140

Рис. 57. Блок-схема интерпретации диаrрамм гамма-метода

Требуется также знание /Ф - аппаратурного и космического

фона. Поправка 'llr (рис. 58) вводится в показания без фона по

формуле

(39)

В результате введения всех этих поправок будут получены

показания Iст• приведеиные к стандартной скважине при dc = fiu.

Это означает, что исправляются только те интервалы, где есть

отклонения диаметра скважины от номинального, т.е. пласты с

глинистой коркой и кавернами. Результат такого преобразования

приводит интенсивность излучения против всего изучаемого раз­

реза к формуле (37).

3. Полученная в результате двух предыдущих преобразований диаграмма просматривается с целью выделения на ней двух

опорных пластов, разность показаний в которых дает величину

опорной амплитуды Ыоп = Iоп2Ioпt· В любом интерпретируемом

пласте, интенсивность излучения которого /, также вычисляется

амплитуда Ы = I - Ioпt· Заметим, что при вычитании интен­ сивностей взаимно уничтожается вклад /Ф + const (см. формулу

(37)), постоянных по интерпретируемому участку скважины.

4. Вычисляется относительная амплитуда интенсивности из­

лучения

(40)

141

Рис. 58. Зависимость Тlт =/(d..).

Шифр кривых Qув/Qyp

Величина !J..fr свободна от влияния трудно учитываемого по­

стоянного члена JФ + const в формуле (37), с которым суммиру­

ется еще сдвиг кривой за счет аппаратурного фактора (аддитив­

ная погрешность). Относительная амплитуда свободна также от

линейного искажения масштаба регистрации (мультипликатив­

ная поrрешность).

5. По величине относительной амплитуды и эмпирической за­

висимости !J..]y = /(с•.~~) (или от k•.~~) определяется c.JI (или k•.~~).

Для этого надо знать глинистости опорных пластов Crдl и с•.~~2

(рис. 59).

Такой способ ручной интерпретации удобен с той точки зре­

ния, что диаграмма интенсивностей излучения Iст + /Ф после вве­

дения поправок v и Т\ может быть представлена графически в

виде ступенчатой диаграммы Iст• для которой простейшим спосо­

бом составляют шкалу окончательного параметра с•.~~ или k•.~~. ес­

ли вид связи !J..fr =/(С•.~~) (или !J..fr =/(k•.~~)) известен.

142

Рис. 59. Зависимость относительной амптrrуды 4/т от rJJНJUicтocтн C,n:

1 - палеозойские отложения Волrо-Уральской провинции; 2 - мезозойские от-

ложения южных районов России. !!.J; - опорная амплитуда

Пример 39. Провести обработку диаграммы ГМ, входящей

в комплекс геофизических методов (рис. 60). ~иаграмма записа­

на аппаратурой ДРСТ, для которой /Ф = 0,5·10 фА/кг, с посто­

дования стандартным зондом, СП, кавернометром и микрозон­

дами.

Обработка диаграммы ГМ начинается с ее просмотра и опре­

деления границ пластов. В разрезе выделяются пласты, соответ­

ствующие низким показаниям ГМ, средним и очень высоким

(пласт 1). Границы определяются по началу подъема кривой в

подошве и началу спада - в кровле (пласты повышенной радио­

активности). Границы, выделенные по показаниям ГМ, достаточ­

но хорошо согласуются с границами по данным других методов.

Справа от диаграммы показана разбивка разреза по ГМ и циф­

рами выделены особые интервалы, которые будут рассмотрены

ниже.

Поскольку конечной целью обработки диаграммы является

оценка глинистости, следует рассмотреть диаграмму с точки зре­

ния выделения пластов. По данным комплекса методов, знако-

143

мых учащемуся из предыдущего изложения, в разрезе выделяют­

ся плотные породы (здесь известняки), глины и коллекторы. По­

скольку глины и чистые известняки обычно являются опорными

пластами, выделим и оценим их. Пласты глин (максимальная

радиоактивность) могут быть выделены в интервалах 1-4. Одна­

ко интервал 1 обладает очень высокой радиоактивностью, и

только в верхней части по другим методам может быть принят за глинистый. Такая высокая радиоактивность возможно связана с

битуминозностью, присутствие которой в этой части разреза из­

вестно. Из этого следует, что в качестве опорных глин в разрезе должны быть приняты пласты 2-4. Наиболее чистый известняк выделяется в верхней части разреза (пласт 5).

Поскольку, как чаще всего и бывает, в нашем распоряжении нет сведений о qyp, qrrк и многих других, воспользуемся для обра­ ботки способом относительной амплитуды. Произведем обработ­

ку по схеме, представленной на рис. 57.

Введем поправку на влияние инерционности измерительного канаЛа на примере пласта 2. Произведение т = 400·12 = = 4800 (мjч)-с, толщина пласта 2,8 м, v = 0,85 (см. рис. 55). Для

удобства обработки построим на отдельной полоске бумаги шка­

лу !у. Отсчитаем от нижних вмещающих пород амплитуду 1 - I.,..

Вычислим амплитуды при бесконечной мощности пласта (/ - - J.,.)/v = !.., - I.,.. Отложим эту амплитуду от I.,. на диаграмме,

получим /..,, как это показава на рис. 60. Амплитуду 1 - I.,. при этом можно снимать в любом масштабе (импjмин, фА/кг, мм).

2. Введем поправки на влияние скважинных условий, отметив при этом, что всюду, где диаметр скважины близок к номиналь­

ному, поправка не вводится. Влиянием глинистой корки также

следует пренебречь, поскольку величина hrк мала. Таким образом,

следует использовать только поправку ~d в тех участках разре­

за, где образавались каверны. Поскольку ~d вводится в показа­

ния за вычетом фона, сделаем графическое преобразование шка­

лы !у в шкалу 1- /Ф· Фон прибора 0,5·102 фА/кг при масшта­ бе 1·102 фА/кг на 1 см шкалы равен 250 импjмин. Шкала по­

казаний 1 - /Ф изображена на рис. 60 внизу. Сделаем отсчет по этой шкале для введения поправки в пласты 2 и 5, чтобы

найти

n = qrп/qyp ~ (1- /Ф)/(1- Jф)min = (5500250)/(700250) =

= (5250/450) = 11,6.

По кавернаграмме dc против пласта 2 равен 0,4 м, da = 0,2 м.

Найдем f\d = (~ti=O•.&)/(~J..o,2) = 1,48/1,32 = 1,1. Определим Iст = (1-

- /Ф) f\J + /Ф = 5250·1,1 + 250 = 6050 импjмин.

145

Отложим на диаграмме полученное значение. В результате послойной обработки получается ступенчатая диаграмма (см.

рис. 60). Отметим особенности обработки тонкого пласта 6, где

велико влияние толщины (h = 0,6 м, v = 0,3) и величина /.., - Iвм резко отличается от 1 - lвм· В тонком пласте 7 из-за введения

поправки v интенсивность снижается, а при учете поправки Т)J

повышается, так как она вводится не в амплитуду, а в интенсив­ ность излучения.

Ioпt = Iymln и Iоп2 = lr11~ Расстояние между этими линиями равно Ыоп в знаменателе выражения (40). Числителю соответствует

расстояние от линии lrmш до любой точки ступенчатой диаграм­

мы ГМ. Вверху построена шкала А]у, где нуль юlходится на

линии /ym~n, а единица - на линии lr11 , промежуточные значения

получены равномерным делением шкалы на десять равных час­

тей.

4. Шкалу Aj1 - относительной амплитуды - заменим шкалой Cr11 (в верхней части диаграммы), которую строим, используя за­

висимость А]у = /(Cr11 ) (см. рис. 59). Для такого перехода требу­

ется значение Cr11 опорных пластов, которое может быть установ­

лено на основании их петрографического изучения. Если извест­

но, что в выбранных глинах Cr11 ~ 90 %, а известняк (пласт 5)

является чистым ( Сrл = 0), кривую на рис. 59 используем СJiе­

дующим образом. На шкале Сrл найдем точки Crлt = О и Сrл2 =

=90 %. Отметим на шкале А]у соответствующие им значения l!!.}y1

=О и l!!.}y2• Отрезок шкалы l!!.}y2 - l!!.}yt разделим равномерно на

девять частей, получим новую шкалу I!!.J; с опорными пластами

О и 90 %. По кривой 1 на рис. 59 построим шкалу Сrл от О до 90 % между линиями опорных пластов /m1n и Irл· Полученная на

полоске плотной бумаги шкала используется для снятия Сrл в любом пласте со ступенчатой диаграммы ГМ.

Такие отсчеты можно делать во всех точках диаграммы за ис­

ключением участков с высокой битуминозностью.

Задачи

70. Вычислить величину амплитуды изменения интенсивно­ сти для пласта глины толщиной 3,8 м, залегающего среди 11З­

вестняков. Скорости регистрации диаграммы 300, 500 и 800 м.fч,

t = 12 с. Амплитуда при бесконечной толщине пласта bl.., =

=10·102 фА/кг.

146

Построить примерные формы аномалии на диаграмме ГМ,

полученной для условий, указанных выше.

71. Вычислить величину наблЮдаемой амплитуды аномалии

кривой ГМ против прослоя песчаника толщиной 1,6 м, залегаю­

щего среди глин, если bl.., = 4,6·102 фА/кг. Регистрация ведется

со скоростью 200 мjч, 't= 12 с и 't= 6 с.

72. Вычислить минимальную толщину глинистого пласта, при

v = 400 мjч, 't= 12 с, ширина ~дорожки• статистических флук­

туаций определяется разбросом CJ = ±32 импjмин.

73. Произвести интерпретацию диаграммы ГМ, изображенной

на рис. 91. Определить границы пластов, построить диаграмму ГМ, приведеиную к номинальному диаметру скважины. Регист­

рация диаfР.аммы произведена со скоростью v = 150 мjч; 't= 12 с,

Imin = 1,8·102 фА/кг, dc = 0,2 м, 8р = 1,2·103 кг/м3• Скважина необ­

саженная.

74. Провести интерпретацию диаграммы ГМ (см. рис. 60).

Определить границы пластов, привести показания к единым

скважинным условиям. Скорость записи диаграммы v = 220 мjч;

't= 6 с.

СПЕКТРОМЕТРИЯ ЕСТЕСТВЕННОЮ ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ

Последние годы метод спектрометрии естественного гамма­ излучения (ГМ-С) успешно применяется в нефтегазовой про­

мышленности для решения различных задач на этапах поисков,

разведки и контроля процесса разработки месторождений в об­

саженных и открытых стволах скважин. Метод используется на

качественном и количественном уровнях. К числу качественных задач относятся: детальная стратиграфическая корреляция и вы­ явление надежных реперов, выделение в различных фациях от­

дельных типов пород (глинистых, карбонатных, эвапоритовых,

магматических и метаморфических), выделение высокопрони­

цаемых и трещиноватых зон в плотных карбонатных породах, а

также интервалов обводненных коллекторов. Количественно ме­

тод позволяет оценить тип и содержание глинистых минералов в

пласте, содержание органогенного углерода в глинистых нефте­ материнских формациях (Фертл, 1983).

В оте~ественной· практике разработано и используется не­

сколько типов скважинных спектрометров: МАРКА-ГС, АМК­ РГК, СГК1-100, СГК-Т и др.

Результаты исследований ГМ-С представлены четырьмя кри­ выми, характеризующими изменение с глубиной по разрезу скважины содержания в породах калия (в %), тория и урана

147

(10-4 %) и интегральной скорости счета. Геохимические свойства

трех основных радиоактивных элементов существенно раз.:шча­

ются, что позволяет успеiUно использовать метод для исследова­

ния пород различного генезиса и направлений вторичного преоб­

разования.

Все соединения тория трудно растворимы в воде и поэтому в процессе выветривания малоподвижны. Торий концентрируется

в глинистых и некоторых тяжелых минералах.

Калий встречается во многих горных породах и в пластовых водах. На его содержание влияют процессы выветривания и диа­

генеза.

Подвижность урана и его накопление в подземных формациях в значительной мере определяются физическими, химико­ минералогическими и гидрологическими факторами. Их взаимо­

действие определяет, где, как и какие соединения урана будут

Выпадение солей в осадок из подземных вод в основном оп­

ределяется показателем рН и потенциалом Eh. Проникновение

(инфильтрация) поверхностных вод, сопровождающееся потерей

кислорода, действие бактерий, геохимическое взаимодействие

водных растворов с материнской породой (и т.д.) приводят к из­

менению потенциала Eh от положительного (окислительная сре­

да) к отрицательному (восстановительная среда). В условиях

восстановительной среды в присутствии органогенного вещества, H2S и S02 ионы урана, переносимые подземными водами, выпа­

дают в осадок в виде U02• Поэтому скопления урана можно об­

наружить вдоль плоскостей геологических нарушений, в зонах

естественной трещиноватости или раздробленности пород, а так­ же при соответствующих условиях в карбонатах, проницаемых

кластических, глинистых и вулканогенных породах. К числу по­

род - возможных источников урана - следует отнести туфовые,

аркозовые и гранитные.

В условиях окислительной (положительный потенциал Eh) и

слабощелочной среды соли урана растворяются в подземных во­

дах, содержащих ионы карбоната, бикарбоната или гидроксила. Некоторые количества растворенного урана могут абсорбиро­

ваться на оксидах железа, которые, в свою очередь, часто осаж­

даются вместе с кальцием.

Радиоактивные соли обычно встречаются в осадках вме:;те с

трудно растворимой в воде солью бария - сульфатом бария, так

как барий является химическим аналогом радия. При определен­

ных температурах, давлениях, скоростях фильтрации и геохими­

ческих условиях эта радиоактивная соль необратимо осаждается на стенках перфорационных каналов и на обсадной колонне, т.е. микрокристаллический нерастворимый в воде •радиобарит»

148

Ba(Ra)S04, образуя коллоидные растворы, в процессе фильтра­

ции жидкости может переноситься через проницаемые породы.

Затем при вводе добывающей скважины в эксплуатацию или на­ гнетании воды в пласт ~радиобарит• будет осаждаться на по­

верхности перфорационных каналов или в призабойной зоне

скважины.

Интерпретация ГМ-С аналогична таковой стандартного инте­

грального ГМ и сводится к снятию отсчетов с кривых, приведе­

нию показаний к показаниям в пласте бесконечно большой тол­

щины, учету влияния на показания метода следующих факторов:

бурового раствора, диаметра скважины и характеристик обсадной

колонны.

Некоторые прИмеры использования ГМ-С приводятся ниже.

Пример 40. На рис. 61 представлены результаты исследова­

ния продуктивных кремнистых аренитов (арканзасские новаку­

литы) шт. Оклахома (США) с помощью комплекса стандартных методов и спектрального гамма-метода (Фертл, 1983). Газонос­

ные пласты аренитов выделяются повышенными коэффициента­ ми пористости, оцененными по показаниям нейтронного и плот­

ностного методов, повышенными аномалиями на кривых инте­

грального гамма-метода и на кривой содержания урана при низ­

ких концентрациях калия и тория. Интервалы для селективной

перфорации выбирали по данным спектрального гамма-метода и комплекса нейтронного и плотностного методов. После неболь­

шой кислотной обработки из скважины получили приток газа в

объеме 28-42 тыс. м3jсут.

Пример 41. Известняки комплекса Освего (рис. 62) были

перфорированы после выполнения в скважине стандартного комплекса исследований: сопротивления, плотностного и ней­

тронного методов. Интервалы перфорации были рекомендованы

на основании показаний нейтронного и плотностного методов

(интервалы 1240-1242 м). Однако притока нефти получено не было. По результатам интерпретации ГМ-С был рекомендован

интервал 1248,8-1250,0 м, опробование которого дало приток

нефти дебитом 3,2 м3jсут.

Пример 42. После вскрытия терригеиных нефтенасыщенных

пластов в эксплуатационной скважине выполнены исследования

электрическими методами и СП (рис. 63). После длительной ра­

боты скважины произошло ее обводнение. В скважине выполни­

ли исследования ГМ-С, которые показали, что отложение радио­ активных солей в процессе эксплуатации произошло вокруг двух перфорированных интервалов. Увеличение суммарной естествен­

ной радиоактивности обусловлено аномалиями содержания ура­

на. Это возрастание естественной радиоактивности не ограни-

149